Измерение температуры

Температура является одним из важнейших параметре определяющих протекание многих технологических процессе Температурными пределами процесса определяется качество получаемых продуктов, давление их паров, плотность и вяз кость жидкостей и паров и т. д.

В настоящее время для нахождения температуры используются следующие основные физические явления, происходящие веществах при изменении температуры:

1) изменение линейных размеров и объема жидких и твердых тел;

2) изменение давления жидкостей и газов, заключенных постоянный объем;

3) возникновение и изменение термоэлектродвижущих сил в термоэлементах;

4) изменение активного электрического сопротивления про
водников или полупроводников;

5) изменение лучеиспускательной способности нагретых тел.
В зависимости от названных явлений классифицируются при-

боры для измерения температуры, называемые термометрами.

Термометрами расширения называются такие приборы, в которых используется наблюдаемое при изменен температуры изменение объема или линейных размеров к В зависимости от веществ, используемых в приборах, термометры расширения подразделяются на жидкостные и деформационные. Действие жидкостных термометров расширения основа­но на принципе теплового расширения жидкости, заключенной в стеклянный резервуар малого объема. Действие же механи­ческих термометров основано на изменении линейных разме­ров твердых материалов (металлов и сплавов) при изменении их температуры.

В качестве рабочей жидкости для жидкостных термометров применяют ртуть и органические жидкости. Ртутные жидкост­ные термометры обычно используют для измерения высоких температур (до 750°С), а термометры с органическими жидко­стями— для измерения низких температур (спирты до —100°С, толуол до —90°С).

Жидкостные стеклянные термометры относятся к местным приборам контроля за температурой. Они изготавливаются прямыми и угловыми под углами 90 и 135°. В производственных условиях ртутные термометры обычно устанавливают в металлической защитной арматуре (стальной трубке с окном для наблюдения за показаниями), что предохраняет термометры от механических повреждений.

В технологических процессах с повышенными- температурами широко применяются термоэлектрические термометры, принцип действия которых основан на термоэлектрическом эффекте. Если взять два проводника с разной проводимостью А и В и одни концы их спаять или сварить, а вторые оставить свободными, то при нагревании спая на свободных концах возникнет разность потенциалов Е_Ав или термоэлект­родвижущая сила (т.э.д.с). Эта разность потенциалов (т.э.д.с.) будет тем выше, чем больше разность температур спая и сво­бодных концов. Образованный таким образом термоэлемент на­зывается термопарой.

Чтобы измерить т.э.д.с. в цепи термопары, необходим изме­рительный прибор, подсоединенный к ее свободным концам (свободным концам термоэлектродов).

При измерении температуры термопара как чувствительный элемент помещается в измеряемую среду, причем каждому зна­чению температуры среды будет соответствовать определенная т.э.д.с. термопары. Т.э.д.с. термопары зависит от материала термоэлектродов, из которых изготавливаются термопары. Это, главным обра­зом, металлические сплавы с малым коэффициентом темпера­турного сопротивления. В промышленности широко применяют­ся термопары из благородных и неблагородных металлов.

Один термоэлектрод термопары ТПП (платинородий — пла­тина) выполнен из сплава (10% Rh и 90% Rt). второй элект­род— из чистой платины. Такая термопара обладает повышен­ной жаростойкостью и стабильной характеристикой. Она приме­няется для измерения температур от 200до1300°С при длитель­ном использовании в промышленных условиях и до 1600°С при кратковременных измерениях. Диаметр термоэлектродов 0,5 мм. Термопара. ТХА (хромсль-алюмсль) имеет один термоэлект­род из хромеля (89 % Ni, 9,8 % Сг, 1 % Fe, 0,2 % Мn), а второй из алюмеля (94 % Ni, 2 %А1, 2,5 % Мn, 1 % Si, 0,5 % Fe). При­меняется для измерения температуры от —50 до 1000 °С при про­должительных измерениях в промышленных условиях и до 1300 °С при кратковременных измерениях. Диаметр этих тер­моэлектродов не менее 3,2 мм.

Термопара ТХК (хромель-копель) имеет один электрод из хромеля, а второй из копеля (56% Ni, 44% Сг). Применяется для измерения температуры от —50 до 600 °С при продолжи­тельных и до 800 °С при кратковременных измерениях. Диаметр термоэлектродов ТХК не менее 3,2 мм.

При измерении температуры в нескольких местах одного и того же объекта или в нескольких различных объектах контро­ля часто один измерительный прибор работает в. комплекте с несколькими термопарами (рис. 79). В этом случае температу­ра изменяется путем поочередного подключения термопар к из­мерительному прибору.

На принципе использования милливольтметров для измере­ния температуры разработаны специальные приборы, называе­мые потенциометрами.

Измерение уровня жидкости

В производственных процессах большое значение имеет кон­троль за уровнем жидкостей в технологических аппаратах, раз­личных емкостях и резервуарах.

Измерение уровня в технологических аппаратах позволяет контролировать наличие в них нефти или нефтепродуктов, не­обходимых для протекания технологических процессов в требуемом направлении. Измерение уровня в аппаратах производится обычно в относительно небольшом диапазоне его изменения, причем высокая точность при измерении не требуется. Hнеобходимо следить лишь, за тем, чтобы уровень не был больше или меньше допустимых значений Уровни жидкости измеряются различными методами, измерения используются различные контрольно-измерительными приборы. При измене уровня жидкости поплавок перемещается вверх или вниз, ось поворачивается в ту или иную сторону на угол, пропорциональный изменению уровня. Поворот оси передается указателю.

В камерном уровнемере камера подсоединяется к технологическому аппарату двумя трубками, образуя систему сообщающихся сосудов. Уровень в камере, таким образом, всегда равен уровню жидкости в аппарате.

Приборы с поплавками обычно используются как датчики в системах дистанционного контроля, где угол поворота оси преобразуется в пропорциональное давление сжатого воздух».

Применяется несколько разновидностей уровнемеров с по плавками легче жидкости, предназначенных или дистанцион­ного измерения уровня в технологических аппаратах. К ним относятся уровнемеры поплавковые камерные (PУПK), уровнемеры поплавковые штуцерные (РУПШ) и уровнемеры поплавковые фланцевые (РУПФ). Они применяются для измерения уровня, изменяющегося от 0 до 400 мм.

Уровнемеры с поплавками легче жидкости применяются также для измерения уровня жидкости в резервуарах. Для этой цели предназначены уровнемеры типа УДУ, КОР—ВОЛ (производство ВНР).

Измерение расхода и количества жидкостей

Измерение расхода нефти и нефтепродуктов имеет большое значение при управлении производственными процессами. Без измерения расхода и количества сырья, реагентов, целевых продуктов невозможны соблюдение режима и правильное веде­ние технологических процессов.

Расходом называется масса (или объем) вещества (жид­кости, газа, пара), проходящего через любое сечение трубопро­вода или другое транспортное устройство в единицу времени. Следовательно, расход можно измерять как в объемных, так и в массовых единицах. Объемный расход в системе СИ измеря­ется в м³/с, а массовый — в кг/с. Иногда расход определяют также в м³/ч, л/с (литр в секунду), кг/мин, кг/ч, т/ч (тонна в час).

Приборы для измерения расхода называются расходоме­рами. Следует напомнить, что показания расходомеров харак­теризуют текущее или мгновенное значение расходов. Для оп­ределения суммарного расхода транспортируемого вещества за какой-то конечный промежуток времени (сутки, смену, месяц) применяются счетчики.

По методам измерения расходомеры можно разделить на следующие:

переменного перепада давления—измеряющие расход по пе­репаду давления в местах местных сужений (стандартного и нестандартного профиля) потока измеряемой среды;

постоянного перепада давления (обтекания) — измеряющие расход по площади сечения потока у подвижного сопротивления, обтекаемого измеряемой средой;

электромагнитные или индукционные, измеряющие расход по э.д.с, индуцируемой жидкостью пересекающей магнитные поля;

ультразвуковые — измеряющие расход по смещению звуко­вых колебаний движущейся средой;

тахометрические — измеряющие расход по скорости враще­ния ротора, крыльчатки или диска, расположенных в потоке из­меряемой среды;

пневмометрические (напорные) — измеряющие расход по скорости потока в одной или нескольких точках поперечно го сечения трубопровода.

Наибольшее распростране­ние при измерении расхода жидкостей и газов в промышленных условиях получили расходомеры, работающие по методу переменного перепада давления. Измерение расхода в таких приборах осуществля­ется косвенным путем, т. е. определением перепада давле­ния на дроссельном (сужающем) устройстве, устанавливаемом в трубопроводе.

Для измерения расхода жидкости, газа или пара применяют­ся также дифманометры-расходомеры. При измерении расхода с помощью U-образного дифманометра-расходометра в трубопроводе устанавливается диафрагма — устройст­во, сужающее поток в трубопроводе. При протекании измеряемой среды через диафрагму скорость в месте сужения резко возра­стает, а давление падает. Разность давлений р₁ и р₂ после ди­афрагма называется перепадом давления, величина которого изменяется в зависимости от расхода. Перепад давления до и после диафрагмы, измеряемый дифференциальным манометром, и служит мерой расхода.

Протекающее через диафрагму вещество должно быть одно­фазным жидким или газообразным. Жидкости могут содержать газы или твердые вещества только в растворенном состоянии. При проходе жидкости по трубопроводу и через диафрагму выделение газов или выпадение осадков искажает результаты из­мерений.

Для измерения перепада давления на диафрагме применяют­ся в основном трубные, поплавковые и мембранные дифманометры.

В последнее время разработаны тахометрические расходоме­ры, в основе работы которых лежит принцип измерения скоро­сти потока измерением скорости вращения специальной турбинки (ротора), находящегося в потоке.

Лабораторные методы определения качества нефти и нефтепродуктов

Качество нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающие заводы, строго регламентируется ГОСТ 9965—76.

Показатели качества неф­ти определяются при помощи анализа проб нефти в химико-аналитических лабораториях или специальными приборами непосредственно на потоке в трубопроводе.

Определение содержания воды в нефти

В товарной нефти макси­мальное содержание воды до­пускается до 0,5% в нефти I группы и до 11% в нефти II и III групп качества. Содержа­ние воды в необезвоженных сырых нефтях достигает 90% и более.

Количественное со­держание воды в нефти определяют по способу Дина и Старка, заключающемуся в том, что испытуемый нефте­продукт (навеска нефти 100 г) нагревают в смеси с растворите­лем в приборе Дина и Старка.

Растворитель — толуол или ксилол, испаряясь, увлекает за со­бой содержащуюся в нефтепродукте влагу. Пары воды и раст­ворителя конденсируются в холодильнике, и отогнанная вода осе­дает на дно приемника — градуированной ловушки. По количе­ству воды в ловушке рассчитывают процентное содержание ее в нефтепродукте.

При определении количества воды по методу Дина и Старка следует тщательно просушивать металлическую колбу и раст­воритель; загрузку смеси и отсчет сконденсированной в ловуш­ке воды проводить при одной и той же комнатной температуре (если содержимое ловушки мутное, то рекомендуется ее выдер­жать в нагретой водяной бане до наступления посветления, а затем после доведения до комнатной температуры отсчитать показания).

Колбу с испытуемой смесью следует нагревать равномерно, во избежание возможного вспенивания смеси и переброса. Равномерного нагрева можно добиться на спиртовке, закрытой электроплитке или колбонагревателе с реостатом; в колбу рекомендуется поместить несколько капилляров и кусочков пемзы.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ХЛОРИСТЫХ СОЛЕИ В НЕФТИ

Содержание хлористых солей в товарной нефти по ГОСТ 9965—76 не должно превышать 100 мг/л в нефти I группы, 300 мг/л — II группы и 1800 мг/л — III группы. Содержание со­лей в необводпенных (сырых) нефтях достигает десятков тысяч миллиграммов на один литр.

Содержание солей определяют по ГОСТ 21534—76 при по­мощи титрования солевого раствора реактивом, взаимодействующим с ионами хлора. Применяют два метода: первый основан на извлечении хлоридов из нефти водой и титровании вод- I ной вытяжки раствором азотнокислого серебра с индикатором. Второй метод заключается в полном растворении навески нефти в органическом растворителе и в потенциометрическом титровании полученного раствора.

Для проведения анализа пробу анализируемой нефти перемешивают в течение 10 мин встряхиванием — механически в аппарате для встряхивания лабораторных проб или вручную в склянке, заполненных не более чем на ²/з их вместимости, после это- I го пипеткой при помощи груши быстро берут навеску нефти I для анализа, объем которой зависит от содержания солей.

Навеску нефти переливают в делительную воронку с винтовой мешалкой. Остаток нефти на стенках пипетки при этом тщательно смывают бензолом.

Содержание воронки перемешивают и течение 1-2 мин винтовой мешалкой. К навеске нефти приливают 100 мл горячей дистиллированной воды и экстрагируют (вымывают соли из нефти в воду) хлористые соли, перемешивая содержимое во­ронки в течение 10 мин. Для проверки полноты извлечения хло­ристых солей готовят несколько водных вытяжек, при этом каж­дую из них экстрагируют не менее 5 мин. Если при экстрагиро­вании хлористых солей образуется эмульсия нефти с водой, то для разрушения ее добавляют 5—7 капель раствора деэмульгатора. По окончании перемешивания сливают водный слой че­рез стеклянную конусообразную воронку с бумажным фильт­ром в коническую колбу вместимостью 250 мл.

Содержимое делительной воронки промывают 35—40 мл го­рячей дистиллированной воды, которую сливают в ту же колбу. Фильтр промывают 10—15 мл горячей дистиллированной воды. Всего на промывку расходуют 50 мл воды. Охлаждают водную вытяжку до комнатной температуры и проводят подготовку к титрованию.

При индикаторном титровании в колбу с подготовленной к титрованию водной вытяжкой приливают 2 мл 0,2 н. раствора азотной кислоты до рН = 4 и 10 капель дифенилкарбазада и тит­руют 0,01 н. раствором азотнокислой ртути до появления слабой розовой окраски, не исчезающей в течение 1 мин.

Окраску анализируемого раствора сравнивают с дистиллиро­ванной водой.

Экстрагирование хлористых солей считается законченным, если на титрование водной вытяжки расходуется столько же раствора азотнокислой ртути, сколько на контрольный опыт.

Полученную вторую и последующие водные вытяжки титру­ют отдельно так же, как указано.

При проведении контрольного опыта в коническую колбу на­ливают 150 мл дистиллированной воды, 2 мл 0,2 н. раствора азотной кислоты, 10 капель раствора дифенилкарбазида и тит­руют 0,01 н. раствором азотнокислой ртути до появления слабой, розовой окраски, не исчезающей в течение 1 мин.

Обработка результатов. Содержание хлористых солей (С) в миллиграммах хлористого натрия на 1 л нефти вы­числяют по формуле:

C = (V₁—V₂)Tl000A/V₃,

где V₁ — объем 0,01 н. раствора азотнокислой ртути, израсходо­ванной на титрование водной вытяжки, мл; V₂ — объем 0,01 н. раствора азотнокислой ртути, израсходованной на титрование раствора в контрольном опыте (без навески нефти), мл; У₃ — объем нефти, взятой для анализа, мл; Т — титр 0,01 н. раство­ра азотнокислой ртути в миллиграммах хлористого натрия на 1 мл раствора; 1000—коэффициент для пересчета содержания хлористых солей в 1 л нефти; А — коэффициент, выражающий отношение объема, до которого была разбавлена водная вы тяжка анализируемой нефти, к объему раствора, взятому из мерной колбы для титрования (при титровании всей водной вытяжки коэффициент А = 1).

Массовую долю хлористых солей в нефти (в %) вычисляют по формуле

С₂ = С₁/(10 000р₄),

где С₂ — содержание хлористых солей в нефти в миллиграммах хлористого натрия на 1 л нефти; 10 000 — коэффициент пересче­та килограммов в миллиграммы; р₄ — плотность анализируемой нефти, г/см³.

Полученные результаты титрования каждой водной вытяжки суммируют.

За результат анализа принимают среднее арифметическое двух параллельных определений, допускаемые расхождения между которыми зависят от содержания хлористых солей и не должны превышать следующих величин.

Определение содержания механических примесей в нефти

Содержание механических примесей в нефти определяется по ГОСТ 6370—83 (СТ СЭВ 2876—81), в товарной нефти оно не должно превышать 0,05%. Навеску нефти 100 см³ разбавля­ют подогретым бензином, и затем эту смесь фильтруют через доведенный до постоянной массы беззольный фильтр. По окон­чании фильтрации фильтр с осадком промывают горячим бен­зином до тех пор, пока на фильтре не останется следов нефте­продуктов и растворитель не будет стекать совершенно прозрач­ным и бесцветным. По окончании промывки фильтр с осадком переносят в стаканчик для взвешивания (в котором перед этим сушился чистый фильтр), сушат с открытой крышкой не менее одного часа в сушильном шкафу при 105—110 °С, после чего стаканчик закрывают крышкой, охлаждают в эксикаторе в те­чение 30 мин и взвешивают.

Содержание М механических примесей в массовых процен­тах вычисляют по формуле

,

где Gi— масса стаканчика с фильтром и механическими приме­сями, г; G₂ —масса стаканчика с чистым фильтром, г; G₂— навеска испытуемой нефти, г.

Содержание механических примесей вычисляют как среднее арифметическое двух параллельных определений:

М_ср=(М₁+М₂)/2.

После определения содержания воды, механических примесей и солей можно подсчитать массу нетто нефти по формуле:

Определение давления насыщенных паров нефти

Давление насыщенных паров нефти характеризует степень ее испаряемости. При испарении жидкости в замкнутом прост­ранстве происходит постепенное насыщение последнего парами жидкости до тех пор, пока при данной температуре не наступит равновесие, т. е. такое состояние, когда пространство над жид­костью не воспринимает больше паров.

Пары, находящиеся в равновесии с жидкостью, называются насыщенными.

Давление насыщенных паров данной жидкости возрастает с повышением температуры.

Чем выше упругость паров нефти, тем интенсивнее, при про­чих равных условиях, она испаряется.

Максимально допустимое давление насыщенных паров то­варной нефти не должно превышать 6G650 Па при температуре в месте сдачи нефти.

Определение давления насыщенных паров нефти заключается в измерении давления, вызываемого парами испытуемой нефти,. it замкнутой камере определенных размеров при 38°С и при соотношении объемов жидкой и паровой фаз 1: 4.

Лабораторные экспресс-методы определения качества нефти

Для ускорения процесса определения качества нефти разра­ботаны и применяются лабораторные влагомеры и солемеры, В качестве примера приводится описание лабораторного измери­теля содержания солей ЛИС-1. Прибор основан на частотно-диэлькометрическом принципе, согласно которому частота, при которой наблюдается максимум диэлектрических потерь, прямо пропорциональна количеству солей в дисперсной фазе. Процесс измерения состоит из двух этапов: 1) вымывание солей из из­меряемой пробы дистиллированной водой на механическом диспергаторе, т. е. приготовление эмульсии, в которой все соли пе­реведены в дисперсную фазу; 2) определение частоты, соответ­ствующей максимуму диэлектрических потерь, и умножение ее величины на известный коэффициент пересчета для получения результата в единицах содержания солей.

Прибор ЛИС-1 состоит из емкостного преобразователя и из­мерительного блока. Измеряемую пробу заливают в пол-литро­вую банку и устанавливают на кронштейне преобразователя. Затем включают двигатель, и эмульсия циркулирует через преобразователь, который соединен кабелем с измерительным бло­ком. Последний позволяет снять зависимость потерь от частоты и определить, при какой частоте наблюдается максимум потерь.

Процесс вымывания длится 5—10 мин, в зависимости от при­меняемого диспергатора и стойкости измеряемой эмульсии, процесс измерения — 3—5 мин. После измерения преобразова­тель и диспергатор промывают соляровым маслом для удале­ния остатков предыдущей пробы. Процесс промывания занима­ет не более 5 мин.

Пределы измерения содержания солей: без разбавления — от 0 до 5 мг/л, с дополнительным разбавлением от 0 до 50 000 м г/л.

Кроме описанного солемера широкое распространение полу­чили лабораторный солемер ИОН-Л и лабораторный влагомер ВЭН-2М.

Автоматические средства измерения содержания в нефти воды, солей, плотности

Измерение содержания воды. В связи с внедрени­ем автоматизированных блочных замерных установок и безрезервуарной сдачи нефти разработаны методы и созданы при­боры для автоматического определения содержания воды в продукции скважин в процессе измерения дебита или в товар­ной нефти в процессе ее перекачки в магистральный нефтепро­вод.

Содержание воды в потоке нефти определяется, различными косвенными методами. Среди них наибольшее распространение получил так называемый диэлектрометрический метод, основанный на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств компонентов этой i меси. Безводная нефть является типичным неполярным диэлектриком.

Приборы, предназначенные для непрерывного контроля за удержанием воды в потоке сырой или товарной нефти, называются влагомерами.

При управлении обезвоживающими установками необходимо
контролировать содержание воды как в исходной, так и в обезвоженной нефти.

Для непрерывного измерения содержания воды в нефти разработаны приборы типа УВН.

Между обкладками конденсатора протекает контролиру­емая, а конденсатора - обезвоженная нефть, полученная отгонкой из нее воды. Обезвоживание нефти осуществляется в блоке подготовки. Емкости конденсаторов сравниваются в блоке, на выходе которого формируется сигнал в виде час­тоты переменного тока, пропорциональной разности емкостей конденсаторов.

В блоке имеются два генератора Г₁ и Г₂, усилитель У, кон­денсаторы С_и и С и фильтр Ф. Далее частота в преобразователе преобразуется в пропорциональный сигнал постоянного тока. Преобразователь соединен с блоком линией связи. Вы­ходной сигнал преобразователя подается на вторичный прибор потенциометра, шкала которого градуирована в единицах со­держания воды в нефти.

Сопротивления служат соответственно для настройки чувствительности и нуля (нижнего предела шкалы прибора).

Для периодической проверки работы прибора (при уста­новке нуля) при помощи вентиля через конденсатор пропус­кают анализируемую нефть.

При измерении содержания воды в товарной нефти шкала электронного измерительного блока градуируется в пределах, 0—3%, в сырой нефти — соответственно 0—1, 0—15, 0—60%. Разработаны также влагомеры типа «Фотон-П». Однако у диэлектрометрического метода измерения влагосодержания имеется существенный недостаток — прибор оказы­вается неработоспособным при смене сорта нефти и требует специальной перестройки.

Влияние сортности нефти на эти влагомеры можно значи­тельно уменьшить, включив в схему измерения два влагомера по дифференциальной схеме, которые используются для изме­рения осушенной и сырой нефти, аналоговый сумматор, устрой­ство для осушки нефти на потоке, устройство для отделения пу­зырьков пара и газа от анализируемой нефти и теплообменник для выравнивания температуры нефти.

Перспективный путь решения этой проблемы создание приборов спектрального анализа и разработка метода спектро­скопии рассеивающих сред.

При падении пучка излучения на водонефтяную эмульсию обычная картина поглощения искажается рассеиванием на опти­ческих неоднородностях среды. Часть пучка отражается, часть выходит из эмульсии, рассеиваясь в разных направлениях. Ин­тенсивность излучения в каждой точке рассеянного пучка зави­сит от концентрации воды, распределения капель воды по раз­меру, длины волны падающего луча и оптических свойств сре­ды. Любой из перечисленных эффектов можно использовать для определения влажности, однако большие возможности откры­вает измерение собственного поглощения излучения водой. На этом принципе разработано несколько влагомеров. Принцип дей­ствия анализаторов основан на измерении поглощения эмуль­сионной водой инфракрасного излучения.

Для определения содержания солей в товарной нефти разработан автоматический анализатор И0Н-П2, представляющий собой автоматический прибор, осуществляющий отбор проб по заданной программе, разбавление отобранной пробы раство­рителем, измерение и регистрацию. Принцип действия анали­затора основан на измерении электропроводности пробы нефти, разбавленной смесью, состоящей из изобутилового и этилового спиртов и бензола. Диапазон измерений И0Н-П2 находится в пределах от 0 до 50 и от 0 до 500 иг/л.

В СССР применяются также импортные солемеры типа РСД, ССА (США), Солинол (ВНР).

Измерение плотности. Для измерения плотности нефти на потоке в настоящее время наибольшее распростране­ние получили приборы, принцип действия которых основан кг измерении частоты колеблющейся системы трубок, внутри ко­торых протекает жидкость. Плотномер выдает модулированный по частоте выходной сигнал и обеспечивает его передачу и циф­ровое преобразование. Принцип действия прибора можно срав­нить с камертоном. Две параллельные трубки, заполненные испытываемой жидкостью, приводятся в механическое колеба­ние посредством электромагнитной катушки, расположенной между ними. Трубки вибрируют с собственной частотой, являю­щейся функцией плотности жидкости, которую они содержат.

Наряду с вибрационными плотномерами в последнее время начали выпускать радиоизотопные плотномеры, предназначен­ные для бесконтактного непрерывного измерения в стацио­нарных условиях и дистанционной записи плотности различных жидкостей, транспортируемых по трубопроводам.

Для коммерческих операций при сдаче-приеме нефти наи­большее применение, получили импортные плотномеры типа «Солтартон» (Великобритания) и «Денситон» (ВНР).

Диапазон измерения плотности этих приборов от 300 дс 1600 кг/м³, рабочее давление до 15 МПа. Погрешность измере­ния составляет от ±0,1 до ±0,9 кг/м³. Принцип действия ука­занных приборов — вибрационный.

Дата добавления: 2015-08-27